16 godzin temu
Europejski rynek gazu ziemnego przechodzi przez nieoczekiwany okres deprecjacji cenowej, która pozostaje w wyraźnej sprzeczności z fundamentalnymi wskaźnikami bezpieczeństwa energetycznego. W grudniu 2025 roku notowania kontraktów terminowych TTF (Dutch Title Transfer Facility) osiągnęły poziom 26,75 EUR/MWh – najniższy od kwietnia 2024 roku – podczas gdy zapasy w magazynach znajdują się znacząco poniżej historycznych średnich sezonowych.
Według najnowszych danych (z 3 grudnia 2025 roku), europejskie magazyny gazu są wypełnione w 74%, podczas gdy średnia pięcioletnia dla tego okresu wynosi 84%. Ta dysproporcja nabiera szczególnego znaczenia w kontekście sytuacji w Niemczech – największym europejskim konsumencie gazu – gdzie poziom zapasów wynosi zaledwie 64,54%.
Dla porównania, na początku października 2025 roku system gazowy UE osiągnął poziom zapełnienia 83%, co zapewniało względny komfort przed sezonem grzewczym. Jednak intensywne czerpanie z magazynów w początkowej fazie zimy doprowadziło do szybkiego spadku rezerw, co rodzi pytania o bezpieczeństwo dostaw w dalszej części sezonu.
Polska weszła w sezon zimowy bardzo dobrze przygotowana. Według danych z początku grudnia, polskie magazyny były wypełnione w około 91% (Gas Storage Poland potwierdza poziomy 89-95%, w zależności od instalacji, wg stanu na dzień 7 grudnia). Niemieckie media wskazują Polskę jako kraj najlepiej przygotowany do zimy w UE.
Prognoza Bloomberg NEF: Scenariusz 30%
Analitycy Bloomberg New Energy Finance (BNEF) przedstawili prognozę, która powinna skłonić do refleksji uczestników rynku. Przy średnim tempie opróżniania magazynów obserwowanym w ostatniej dekadzie, europejskie zasoby mogą spaść do około 30-31% do końca sezonu grzewczego (marzec 2026). Ta prognoza zakłada normalne warunki pogodowe. W przypadku silniejszego epizodu chłodów już pod koniec grudnia, poziom zapasów mógłby obniżyć się choćby do 28%, co znacząco ograniczyłoby margines bezpieczeństwa energetycznego kontynentu.
Podobne szacunki przedstawił Rabobank, którego strateg energetyczny Florence Schmit przewiduje, iż do końca marca 2025 zapasy mogą wynieść od 30% do 35% pojemności. Tak niskie poziomy wymagałyby dodatkowych 100 ładunków LNG do ponownego wypełnienia magazynów przed kolejnym sezonem zimowym.
Zjawisko kurczącego się spreadu TTF-Henry Hub
Kluczowym czynnikiem determinującym przyszłość dostaw LNG do Europy jest różnica cenowa między europejskim benchmarkiem TTF a amerykańskim Henry Hub. W grudniu 2025 roku spread ten uległ dramatycznemu zawężeniu do około 4,70-4,80 USD za milion brytyjskich jednostek termicznych (MMBtu), co stanowi najniższy poziom od maja 2021 roku.
Dla kontekstu: na początku 2025 roku różnica ta wynosiła około 12 USD/MMBtu. Obecnie TTF notowany jest na poziomie poniżej 10 USD/MMBtu, podczas gdy Henry Hub osiągnął 5,045 USD/MMBtu – poziom nieobserwowany od trzech lat. Oznacza to, iż europejski gaz jest w tej chwili tylko dwukrotnie droższy niż amerykański, podczas gdy w szczytowym momencie kryzysu energetycznego w 2022 roku różnica ta przekraczała 90 USD/MMBtu.
Ekonomika eksportu LNG pod presją
Zawężenie spreadu ma bezpośrednie konsekwencje dla ekonomiki eksportu LNG ze Stanów Zjednoczonych do Europy. Po uwzględnieniu kosztów skraplania (około 2-3 USD/MMBtu), transportu morskiego (około 1-1,5 USD/MMBtu) oraz regazyfikacji, większość obecnej różnicy cenowej zostaje pochłonięta przez koszty operacyjne. o ile europejskie ceny pozostaną na obecnych poziomach lub ulegną dalszemu obniżeniu, eksport LNG z USA może stać się nieopłacalny, co zmniejszy bodźce ekonomiczne dla amerykańskich producentów do kierowania ładunków do Europy.
Według danych Kpler, amerykańskie dostawy stanowią w tej chwili około 56% importu LNG do Europy w 2025 roku. Ta dominacja USA w strukturze dostaw sprawia, iż Europa stała się szczególnie wrażliwa na zmiany w arbitrażu transatlantyckim.
Czynniki wpływające na obecną deprecjację cenową
Mimo niepokojących wskaźników magazynowych, kilka czynników przyczynia się do utrzymania niskich cen:
- Rekordowe dostawy LNG z USA: Stany Zjednoczone zwiększyły eksport LNG do rekordowych poziomów. W lutym 2025 roku wyeksportowano 8,35 miliona ton LNG, z czego 82% trafiło do Europy.
- Stabilna podaż z Norwegii: Norwegia pozostaje największym dostawcą gazu rurociągowego do UE, odpowiadając za 50,8% importu w drugim kwartale 2025 roku.
- Prognoza cieplejszych temperatur: Modele meteorologiczne przewidują wyższe niż przeciętne temperatury w najbliższych tygodniach, co ogranicza zapotrzebowanie na ogrzewanie.
- Słaby popyt w Azji: Umiarkowane zapotrzebowanie na rynkach azjatyckich przekierowuje dodatkowe ładunki LNG do Europy, zwiększając podaż.
Ryzyka strukturalne i scenariusze kryzysowe
Obecna sytuacja niesie ze sobą znaczące ryzyka strukturalne, które mogą materializować się w krótkim okresie:
- Wrażliwość na wydarzenia pogodowe: Pojedynczy epizod silnych mrozów może gwałtownie zwiększyć zapotrzebowanie na gaz, prowadząc do przyspieszenia tempa opróżniania magazynów. W sytuacji gdy zapasy są już na niskim poziomie, może to wywołać panikę na rynku i gwałtowny wzrost cen.
- Możliwe zakłócenia dostaw: Europa pozostaje podatna na potencjalne zakłócenia w dostawach LNG wynikające z warunków meteorologicznych, awarii technicznych lub zmian w globalnych przepływach handlowych. Warto zauważyć, iż od 1 stycznia 2025 roku wygasła pięcioletnia umowa tranzytowa umożliwiająca przesył rosyjskiego gazu przez Ukrainę, co dodatkowo ograniczyło opcje dywersyfikacji dostaw.
- Zmienność arbitrażu LNG: Dalsze zawężenie spreadu TTF-Henry Hub może skutkować redukcją dostaw z USA w momencie, gdy Europa będzie najbardziej ich potrzebować. Jak zauważa bank ING, przy obecnych bilansach UE może zakończyć zimę 2025/26 z zapasami na poziomie zaledwie 25%, zakładając rekordowe miesięczne dostawy LNG.
Perspektywy długoterminowe według Goldman Sachs
Analitycy Goldman Sachs, na czele z Samanthą Dart, przewidują kontynuację trendu spadkowego cen w średnim terminie. Bank prognozuje spadek TTF do 29 EUR/MWh w 2026 roku i do 20 EUR/MWh w 2027 roku, wraz ze wzrostem globalnej podaży, szczególnie z USA.
W latach 2028-2029 możliwe jest choćby obniżenie TTF do 12 EUR/MWh w wyniku nadpodaży i kongestii magazynowej w północno-zachodniej Europie. Jednak po 2030 roku analitycy przewidują powrót napięć na rynku LNG, napędzanych polityką dekarbonizacyjną Chin i rosnącymi inwestycjami infrastrukturalnymi w Azji, co mogłoby podnieść TTF powyżej 30 EUR/MWh od 2033 roku.
Złudne poczucie bezpieczeństwa
Obecna sytuacja na europejskim rynku gazu charakteryzuje się fundamentalną dysharmonią między zachowaniem cen a wskaźnikami bezpieczeństwa dostaw. Połączenie niskich zapasów (74% vs średnia 84%), krytycznego poziomu w Niemczech (64,5%), zawężenia spreadu transatlantyckiego (4,70-4,80 USD/MMBtu) oraz prognozy BNEF wskazującej na możliwy spadek zapasów do 30% tworzy strukturalną podatność na gwałtowne przeszacowanie ryzyka.
Historia rynków energetycznych dostarcza licznych przykładów sytuacji, w których samozadowolenie uczestników rynku poprzedzało gwałtowne zmiany koniunktury. Obecne wyceny mogą nie odzwierciedlać w pełni realnej ekspozycji na ryzyko podażowo-popytowe, szczególnie w kontekście dopiero rozpoczynającego się sezonu zimowego.
Europa znajduje się w paradoksalnej sytuacji: cieszy się najniższymi cenami gazu od dwudziestu miesięcy, jednocześnie wchodząc w krytyczną fazę zimy z najniższymi od lat zapasami. Ta „świąteczna beztroska”, jak określają ją niektórzy analitycy, może okazać się kosztownym błędem kalkulacyjnym, jeżeli którykolwiek z opisanych czynników ryzyka zmaterializuje się w pierwszym kwartale 2026 roku.
